Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность. Обеспечивает минимизацию обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде для поддержания пластового давления. Сущность изобретения: устройство включает перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель. Колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной. В качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины. В качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта. Верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти. Верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами. Общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность.

Известен способ и система для добычи текучих продуктов из скважины, имеющей обсадные трубы, сообщающиеся с зоной добычи и инъекционной зоной, содержащая: пакер для изоляции зоны добычи от инъекционной зоны; сепарирующее устройство в обсадных трубах, выполненное для разделения скважинного текучего продукта из зоны добычи на первый поток, содержащий углеводороды, и второй поток, содержащий воду; систему нагнетания, выполненную для нагнетания химиката в инъекционную зону или в зону добычи во время сепарации скважинного текучего продукта; первый насос, выполненный для нагнетания скважинного текучего продукта в сепарирующее устройство и для нагнетания второго потока в инъекционную зону; и второй насос, выполненный для выкачивания первого потока на поверхность (Заявка на изобретение РФ №2003130962/03, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 04.10.2005.).

Известная система обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность. Однако известная система не позволяет надежно разделять в скважине пластовые флюиды на нефть и воду, требует обязательного применения химиката для разделения, что осложняет, а иногда и делает трудно осуществимым процесс разделения пластовых флюидов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ и устройство для подъема скважинной продукции и закачки рабочего агента в пласт, заключающийся в том, что из скважины нефть и воду откачивают раздельно или в заданном их сочетании двумя глубинными насосами, установленными на различных глубинах в верхней и нижней камерах-накопителях, в которых соответственно поступают нефть и вода, при котором нефть поступает с верхней стороны камеры и стекает к насосу откачки сверху вниз, а вода - с нижней стороны камеры, по "хвостовику", из которого она поступает по трубке, заканчивающейся в верхней части камеры-накопителя, которая соединена кольцевым пространством, образованным между полым штоком, соединяющим нижний насос откачки с насосом-двигателем, и частью колонны подъемных труб, расположенной концентрично к полому штоку, соединенной с верхней камерой-накопителем, по которой может всплывать нефть, которая далее может быть откачана по отдельным каналам на поверхности земли, или нефть - на поверхность земли, а вода по кольцевому каналу вниз, ниже водонефтяного контакта в нефтеносный пласт или по горизонтальному стволу скважины в его удаленные зоны, в сторону подошвенных частей нефтеносной залежи (Заявка на изобретение РФ №98106980/03, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 02.10.2000 - прототип).

Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды без подъема ее на поверхность обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Однако способ не позволяет сводить к минимуму обводненность добываемой нефти и содержание нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде.

В предложенном изобретении решается задача минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде для поддержания пластового давление.

Задача решается тем, что в устройстве для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающем перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, согласно изобретению колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом.

Сущность изобретения

Совмещение функций добывающей и нагнетательной скважины в одной скважине, т.е. одновременная раздельная добыча скважинной продукции и закачка воды в пласт без подъема ее на поверхность, нередко приводит к закачке воды с наличием нефти и добыче нефти с содержанием воды. В предложенном способе решается задача добычи безводной нефти из скважины и минимизация содержания нефти в закачиваемой в нижний пласт попутно добываемой воде. Задача решается устройством для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, представленным на чертеже.

Скважиной 1 вскрыты перфорационными отверстиями 2 продуктивный пласт 3 и перфорационными отверстиями 4 пласт 5 для закачки воды. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб 6, в которой под динамическим уровнем жидкости на минимальной возможной глубине расположен верхний насос 7, например, вставной штанговый насос. К нижней части колонны насосно-компрессорных труб 6 на глубине ниже продуктивного пласта 3 подсоединен электроцентробежный насос 8 с электродвигателем 9, соединенным со станцией управления установки кабелем (не показан), спущенным вдоль насосно-компрессорных труб 6. Участок колонны насосно-компрессорных труб 6, начиная с обводненной части продуктивного пласта 3 до электродвигателя 9, перфорирован отверстиями 10. Перфорированный участок за счет дополнительного внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб 6 минимизирует скорость нисходящего потока воды в нижней части пласта 3. На колонне насосно-компрессорных труб 6 последовательно выше продуктивного пласта 3 в затрубном пространстве 11 установлены сепараторы-отстойники 12 с входными 13 и выходными 14 каналами для отделения воды из восходящего потока нефти и поступления ее в колонну насосно-компрессорных труб и через отверстия 10 в электроцентробежный насос 8. Кроме того, колонна насосно-компрессорных труб 6 под насосом 7 имеет входные каналы 15 для поступления нефти на прием насоса 7 из скважины 1. Между электроцентробежным насосом 8 и электродвигателем 9 расположен вход в насос 16. Электроцентробежный насос 8 обращен вниз и снабжен снизу хвостовиком 17 с обратным клапаном 18 и пакером 19, расположенным над кровлей принимающего пласта 5, предназначенного для закачки воды. В качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины 1 между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины 1.

Устройство работает следующим образом.

Водонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 3 через перфорационные отверстия 2 поступает в скважину 1, где за счет выбора производительности насосов 7 и 8 достигается разделение ее в интервале перфорационных отверстий 2 на восходящий поток газонефтяных капель (на чертеже сплошная стрелка) и нисходящий поток воды (пунктирная стрелка). Скорость нисходящего потока воды у кровли пласта 3 и перфорационных отверстий 2 его нефтенасыщенной части почти отсутствует. Благодаря этому газонефтяные капли или эмульсия с небольшим содержанием воды всплывают вверх. Начиная с обводненной части пласта 3 скорость нисходящего потока воды постепенно увеличивается в результате поступления воды из нижнего интервала перфорационных отверстий 2 и достигает максимума у подошвы пласта 3 в соответствии с производительностью электроцентробежного насоса 8. Для гарантированного отделения нисходящего потока воды от нефти и контроля с устья скважины 1 качества отделения потоков нефти от воды у перфорационных отверстий 2 производительность насоса 7 в начале эксплуатации выбирается на 5% больше, чем фактическое количество нефти, поступающей из пласта 3. Это позволяет при работе скважины по результатам устьевых проб жидкости в дальнейшем путем подбора параметров работы верхнего насоса 7 регулировать отбор количества откачиваемой нефти из скважины 1. Восходящий поток нефти с незначительным содержанием воды поднимается по затрубному пространству 11 и по входным каналам 13 поступает в сепараторы-отстойники 12, где за счет гравитационной силы остаточная вода отделяется от нефти. Отделившаяся в сепараторах-отстойниках 12 вода по выходным каналами 14 попадает во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб 6, где столб пластовой воды находится почти в статическом состоянии, и за счет приращения гидростатического давления из-за поступления дополнительного количества воды из отстойника опускается вниз через отверстия 10 к приему нижнего насоса 8. При установившемся режиме работы скважины количество поступающей нефти из пласта 3 равно откачиваемой из скважины 1. При этом накопленная нефть в затрубном пространстве 11 по входным каналам 15 и по внутренней полости колонны труб 6 поступает на прием верхнего насоса 7. Нисходящий поток воды, охлаждая электродвигатель 9, поступает на прием 16 центробежного насоса 8 и далее по хвостовику 17 закачивается под пакер 19 в пласт 5.

Таким образом, создаются две зоны в скважине 1. Одна зона относительно спокойная внутри колонны насосно-компрессорных труб 6, в нижней части которой преимущественно имеется вода, находящаяся в покое или за счет поступления воды из сепараторов-отстойников 12 с небольшим темпом опускающаяся вниз. Другая зона с относительно более скоростным движением пузырьков нефти в воде, начиная от верха перфорационных отверстий 10, находится в межтрубном пространстве 11 скважины 1. Эти зоны гидродинамически соединены между собой через сепараторы-отстойники 12 и отверстия 10. В качестве верхнего насоса 7 возможно использование штангового или винтового насоса с верхним приводом и др. Отделившуюся воду закачивают в принимающий пласт 5 посредством электроцентробежного насоса 8, получающего вращение от электродвигателя 9 типа ПЭДС, который имеет двухсторонний выход для подключения вала центробежного насоса 8. Питание электродвигателя 9 выполняется с помощью кабеля, связанного с поверхностью (на чертеже не показан). Разнесение насосов 7 и 8 на максимальную высоту способствует созданию большого пространства и увеличению пути движения восходящего потока водонефтяной смеси для качественного разделения воды от нефти. Соотношение производительностей верхнего 7 и нижнего 8 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти на основе результатов предварительных исследований продуктивного пласта 3 по количеству и обводненности добываемой продукции, а также приемистости принимающего пласта 5 при соответствующем давлении закачки. При этом соответствующую производительность электроцентробежного насоса 8 выбирают согласно его напорной характеристике. Таким образом, в предложенной установке при соответствующем выборе соотношения производительностей насосов 7 и 8 создаются условия разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и обеспечение отделения нефти от остаточной воды, откачки ее верхним насосом 7 и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом 8.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют скважину 1 глубиной 1700 м диаметром эксплуатационной колонны 146 мм, вскрывшей продуктивный пласт 3 на глубине 1000-1010 м и пласт 5 на глубине 1670-1680 м для закачки воды с приемистостью пласта 32 м³/сут, при давлении закачки 11 МПа. Пакер 19 устанавливают над кровлей водоносного пласта 5 на глубине 1600 м. На основе предварительных исследований известно, что из продуктивного пласта 3 при динамическим уровне 500 м добывают жидкости с дебитом 40 м³/сут и обводненностью 80%. В скважине 1 на минимально возможной глубине 800 м размещают верхний вставной штанговый насос 7 с производительностью 8 м³/сут при диаметре насоса 32 мм, n=3,5 мин^-1, L=2 м. Нижний электроцентробежный насос 8 типа ЭЦН 30-1050, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик 17 длиной 580 м с дебитом 32 м³/сут при давлении на приме насоса 7,5 МПа и давлении закачки 11 МПа. Соотношение производительностей нижнего 7 и верхнего 8 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, т.е. устанавливают 1/4. При производительности 32 м³/сут электроцентробежного насоса 8 максимальная скорость нисходящего потока, которая имеется у подошвы пласта, составляет 0,0025 м/с. Скорость всплытия газонефтяной капли с диаметром 3 мм в пластовой воде ровна 0,0028 м/с, что обеспечивает условия гравитационного разделения пластовой жидкости у перфорационных отверстий 2 на нефть и воду. За счет гравитационных сил остаточная вода успевает отделиться из водонефтяной эмульсии (если эмульсия имеется), движущейся в затрубном пространстве 11 на участке длиной 200 м (от 1000 м до 800 м). Отделившаяся вода через отверстия 13 сепараторов-отстойников 12 попадает в застойную зону колонны насосно-компрессорных труб 6, занятой в основном пластовой водой, и по отверстиям 10 поступает в приемную часть 16 нижнего насоса 8.

Применение предложенного устройства позволит минимизировать содержание нефти в закачиваемой в нижний пласт попутно добываемой воде и за счет этого при прочих равных условиях увеличит добычу нефти по сравнению с прототипом на 10%.

Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, отличающееся тем, что колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом.